RU2764972C2 - Pump rod column, coupling for pump rod column and method for extracting fluid from well, and pump system - Google Patents
Pump rod column, coupling for pump rod column and method for extracting fluid from well, and pump system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2764972C2 RU2764972C2 RU2019129637A RU2019129637A RU2764972C2 RU 2764972 C2 RU2764972 C2 RU 2764972C2 RU 2019129637 A RU2019129637 A RU 2019129637A RU 2019129637 A RU2019129637 A RU 2019129637A RU 2764972 C2 RU2764972 C2 RU 2764972C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coupling
- rod
- string
- end surface
- pump
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C22—METALLURGY; FERROUS OR NON-FERROUS ALLOYS; TREATMENT OF ALLOYS OR NON-FERROUS METALS
- C22C—ALLOYS
- C22C9/00—Alloys based on copper
- C22C9/06—Alloys based on copper with nickel or cobalt as the next major constituent
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/042—Threaded
- E21B17/0426—Threaded with a threaded cylindrical portion, e.g. for percussion rods
Abstract
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИCROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS
В настоящей заявке испрашивается приоритет предварительной заявки на патент США № 62/473792, поданной 20 марта 2017 г., содержание которой в полном объеме включено в настоящий документ посредством ссылки.This application claims priority to U.S. Provisional Application No. 62/473,792, filed March 20, 2017, the contents of which are incorporated herein by reference in their entirety.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИPRIOR ART
Настоящее изобретение относится к муфтам, изготовленным из спинодальноупрочненного медного сплава. Муфты особенно полезны для соединения компонентов колонны насосных штанг с внутрискважинным насосом. Сплавы предпочтительно имеют коэффициент трения скольжения менее 0,4 при измерении по углеродистой стали.The present invention relates to couplings made from spindally hardened copper alloy. Couplings are especially useful for connecting sucker rod components to a downhole pump. The alloys preferably have a sliding friction coefficient of less than 0.4 when measured against carbon steel.
Устройства извлечения углеводородов как правило содержат внутрискважинный насос для извлечения углеводородов из подземного резервуара, источник питания для питания насоса и систему подъема насосных штанг, соединяющую источник питания и внутрискважинный насос. Система подъема насосных штанг содержит множество насосных штанг, соединенных друг с другом муфтами. Штанги и муфты соединены посредством ниппельного резьбового соединения. Также при соединении системы подъема насосных штанг с внутрискважинным насосом используются дополнительные муфты с резьбовыми соединениями. Повреждение резьбовых соединений из-за истирания (износа, связанного с адгезией между поверхностями скольжения) может отрицательно повлиять на механическую целостность соединения и привести к разрыву соединения между источником питания и насосом. Кроме того, система извлечения углеводородов работает внутри трубопровода. Повреждение трубопровода и муфты в результате повторяющегося контакта между наружной поверхностью муфт/насоса и внутренней поверхностью трубопровода может отрицательно повлиять на механическую целостность трубопровода или муфты, что приводит либо к утечке углеводородов, переносимых трубопроводом, в окружающую среду, либо к отделению муфтового соединения от колонны насосных штанг. Любое из этих событий фактически останавливает процесс закачки и часто приводит к весьма дорогостоящим дополнительным операциям для устранения таких неисправностей.Hydrocarbon recovery devices typically include a downhole pump for extracting hydrocarbons from an underground reservoir, a power source to power the pump, and a sucker rod lifting system connecting the power source and the downhole pump. The sucker rod lifting system comprises a plurality of sucker rods connected to each other by couplings. The rods and couplings are connected by means of a nipple threaded connection. Also, when connecting the sucker rod lifting system to the downhole pump, additional couplings with threaded connections are used. Damage to threaded connections due to abrasion (wear associated with adhesion between sliding surfaces) can adversely affect the mechanical integrity of the connection and lead to a break in the connection between the power source and the pump. In addition, the hydrocarbon recovery system operates inside the pipeline. Damage to the pipeline and coupling resulting from repeated contact between the outer surface of the couplings/pump and the inner surface of the pipeline can adversely affect the mechanical integrity of the pipeline or coupling, resulting either in the leakage of hydrocarbons carried by the pipeline to the environment, or in the separation of the coupling connection from the pump string rods. Any of these events will actually halt the download process and often result in very costly extra steps to fix such problems.
К требуемым характеристикам муфт, используемых в таких системах, относятся высокая прочность на разрыв, высокая усталостная прочность, высокая вязкость разрушения, стойкость к истиранию и коррозионная стойкость. Традиционные муфты как правило изготавливаются из стали или никелевых сплавов, которые не обладают полным набором предпочтительных внутренних характеристик, в частности, стойкостью к истиранию. Для повышения износостойкости обычно применяются дорогостоящие обработки поверхностей муфт, изготовленных из стали или никелевых сплавов, а также внутренней поверхности трубопровода, в котором расположена муфта. Такая обработка поверхности со временем постепенно сходит на нет, и периодически ее необходимо проводить повторно в течение срока службы деталей для сохранения их эффективности. Кроме того, хотя покрытия могут снизить износ компонента, на который их наносят, такие покрытия часто оказываются несовместимыми с другими компонентами системы, с которыми может контактировать покрытие.The required characteristics of couplings used in such systems include high tensile strength, high fatigue strength, high fracture toughness, abrasion resistance and corrosion resistance. Conventional couplings are typically made from steel or nickel alloys, which do not offer the full range of desirable internal characteristics, such as abrasion resistance. To increase wear resistance, expensive surface treatments of couplings made of steel or nickel alloys, as well as the inner surface of the pipeline in which the coupling is located, are usually applied. This surface treatment wears off over time and must be reapplied periodically during the life of the parts to maintain their effectiveness. In addition, while coatings can reduce wear on the component to which they are applied, such coatings are often incompatible with other system components that the coating may come into contact with.
Таким образом, требуется разработать новые муфты, имеющие повышенную внутреннюю стойкость к истиранию, а также другие требуемые свойства, что позволит обеспечить совместимость материалов муфты и трубопровода; а значит, они оба будут подвергаться минимальному износу во время эксплуатации, не будут требовать каких-либо защитных покрытий и снизят общие гидравлические потери насосной системы.Thus, it is required to develop new couplings having increased internal abrasion resistance, as well as other required properties, which will ensure the compatibility of the materials of the coupling and pipeline; which means that both of them will be subject to minimal wear during operation, will not require any protective coatings and will reduce the overall hydraulic losses of the pumping system.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯDISCLOSURE OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к муфтам, изготовленным из спинодально упрочненных медных сплавов, и более конкретно, к муфте, вставленной между насосной штангой колонны насосных штанг и втулкой клапанной штанги внутрискважинного насоса. Муфты можно рассматривать как часть колонны насосных штанг. Муфты имеют уникальную комбинацию свойств, в том числе высокую прочность на разрыв, высокую усталостную прочность, высокую вязкость разрушения, стойкость к истиранию и коррозионную стойкость. Данная комбинация свойств сдерживает возникновение разрушающих повреждений муфт и других компонентов в насосных системах, в которых используются такие муфты (например, насосные штанги и трубопроводы), с обеспечением при этом механической функциональности во время операций по добыче углеводородов. Также увеличивается полезный срок службы таких компонентов, с существенным снижением затрат на оборудование, используемое для извлечения углеводородов.The present invention relates to couplings made from spinodally hardened copper alloys, and more specifically, to a coupling inserted between a sucker rod of a sucker rod string and a downhole pump valve rod bushing. Couplings can be considered as part of the sucker rod string. The couplings have a unique combination of properties, including high tensile strength, high fatigue strength, high fracture toughness, abrasion resistance and corrosion resistance. This combination of properties limits the occurrence of destructive damage to couplings and other components in pumping systems using such couplings (eg, sucker rods and pipelines), while maintaining mechanical functionality during hydrocarbon production operations. The useful life of such components is also increased, with a significant reduction in the cost of equipment used to recover hydrocarbons.
В различных вариантах осуществления настоящего изобретения раскрыты муфты для колонны насосных штанг, содержащие сердечник, имеющий первый конец, центральный участок и второй конец. Каждый из первого конца и второго конца имеет торцевую поверхность. Первый конец имеет линейно сужающуюся часть, проходящую от центрального участка внутрь и заканчивающуюся у первой торцевой поверхности. Другими словами, первая торцевая поверхность имеет меньший диаметр, чем центральный участок. Вторая торцевая поверхность второго конца имеет закругленную кромку. Муфты изготовлены из спинодально упрочненного сплава медь-никель-олово, имеющего уменьшенное трение и повышенную износостойкость.In various embodiments of the present invention, couplings for a sucker rod string are disclosed, comprising a core having a first end, a central portion, and a second end. Each of the first end and the second end has an end surface. The first end has a linearly tapered part extending from the central section inward and ending at the first end surface. In other words, the first end surface has a smaller diameter than the central portion. The second end surface of the second end has a rounded edge. Couplings are made of spinodally hardened copper-nickel-tin alloy, which has reduced friction and increased wear resistance.
Диаметр первой торцевой поверхности может быть меньше диаметра второй торцевой поверхности. В некоторых конкретных вариантах осуществления через весь сердечник от первого конца до второго конца проходит резьбовое отверстие. Резьбы отверстия могут иметь твердость по шкале С Роквелла (HRC) от примерно 20 до примерно 40.The diameter of the first end surface may be less than the diameter of the second end surface. In some specific embodiments, a threaded hole extends through the entire core from the first end to the second end. The hole threads may have a Rockwell C hardness (HRC) of about 20 to about 40.
Резьбовое отверстие на первом конце может быть выполнено с возможностью соединения с втулкой клапанной штанги, которая может быть соединена с внутрискважинным насосом. Первая торцевая поверхность может примыкать к заплечику втулки клапанной штанги. Наружный диаметр муфты может быть больше наружного диаметра втулки клапанной штанги.The threaded hole at the first end may be configured to connect to a valve stem bushing that may be connected to a downhole pump. The first end surface may abut a shoulder of the valve stem bushing. The outer diameter of the coupling may be larger than the outer diameter of the valve stem bushing.
Резьбовое отверстие на втором конце может быть выполнено с возможностью соединения с насосной штангой колонны насосных штанг. Вторая торцевая поверхность может примыкать к заплечику насосной штанги. Наружный диаметр муфты может быть больше наружного диаметра насосной штанги.The threaded hole at the second end may be configured to be connected to the sucker rod of the sucker rod string. The second end face may abut the sucker rod shoulder. The outer diameter of the coupling may be larger than the outer diameter of the pump rod.
Кроме того, в настоящем изобретении раскрыты колонны насосных штанг, содержащие насосную штангу, имеющую конец, содержащий стержень с наружной резьбой, и втулку клапанной штанги, имеющую конец, содержащий стержень с наружной резьбой. Также предусмотрена муфта, как указано выше. Резьбовое отверстие на первом конце муфты является ответным к наружной резьбе втулки клапанной штанги, а резьбовое отверстие на втором конце муфты является ответным к наружной резьбе насосной штанги. Муфта содержит спинодально упрочненный сплав медь-никель-олово.In addition, the present invention discloses sucker rod strings comprising a sucker rod having an end containing an externally threaded rod and a valve rod bushing having an end containing an externally threaded rod. A clutch is also provided as above. The threaded hole at the first end of the coupling is mate with the external thread of the valve rod bushing, and the threaded hole at the second end of the coupling is mate with the external thread of the pump rod. The sleeve contains a spinodally hardened copper-nickel-tin alloy.
Также в настоящем изобретении раскрыты насосные системы, содержащие внутрискважинный насос, источник питания для питания внутрискважинного насоса, и колонну насосных штанг, расположенную между внутрискважинным насосом и источником питания. Колонна насосных штанг содержит насосную штангу, имеющую конец, содержащий стержень, имеющий наружную резьбу, и втулку клапанной штанги, имеющую конец, содержащий стержень с наружной резьбой. Также предусмотрена муфта, как указано выше. Резьбовое отверстие на первом конце муфты является ответным к наружной резьбе втулки клапанной штанги, а резьбовое отверстие на втором конце муфты является ответным к наружной резьбе насосной штанги. Муфта содержит спинодально упрочненный сплав медь-никель-олово.Also disclosed in the present invention are pumping systems comprising a downhole pump, a power source for powering the downhole pump, and a sucker rod string positioned between the downhole pump and the power source. The pump rod string comprises a pump rod having an end containing a rod having an external thread and a valve rod bushing having an end containing a rod with an external thread. A clutch is also provided as above. The threaded hole at the first end of the coupling is mate with the external thread of the valve rod bushing, and the threaded hole at the second end of the coupling is mate with the external thread of the pump rod. The sleeve contains a spinodally hardened copper-nickel-tin alloy.
Кроме того, описаны различные варианты осуществления муфт для колонны насосных штанг, содержащих сердечник, имеющий первый конец, центральный участок и второй конец. Каждый из первого и второго концов имеет торцевую поверхность. Первый конец имеет линейно сужающуюся часть, проходящую от центрального участка внутрь и заканчивающуюся у первой торцевой поверхности. Другими словами, первая торцевая поверхность имеет меньший диаметр, чем центральный участок. Второй конец также имеет линейно сужающуюся часть, проходящую от центрального участка внутрь и заканчивающуюся у второй торцевой поверхности. Другими словами, вторая торцевая поверхность имеет меньший диаметр, чем центральный участок. Муфты изготовлены из спинодально упрочненного сплава медь-никель-олово.In addition, various embodiments of couplings for a string of sucker rods containing a core having a first end, a central portion and a second end are described. Each of the first and second ends has an end surface. The first end has a linearly tapered part extending from the central section inward and ending at the first end surface. In other words, the first end surface has a smaller diameter than the central portion. The second end also has a linearly tapering portion extending inwardly from the central portion and ending at the second end surface. In other words, the second end surface has a smaller diameter than the central portion. Couplings are made of spinodally hardened copper-nickel-tin alloy.
Эти и другие неограничивающие признаки настоящего изобретения раскрыты более подробно ниже.These and other non-limiting features of the present invention are disclosed in more detail below.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Ниже приведено краткое описание чертежей, показаны примерные иллюстративные и неограничивающие варианты осуществления, раскрытые в настоящем изобретении.The following is a brief description of the drawings, showing exemplary illustrative and non-limiting embodiments disclosed in the present invention.
На фиг. 1 показан вид сбоку в поперечном сечении примерной насосной муфты согласно настоящему изобретению, которая имеет линейно сужающуюся часть на одном конце и закругленную кромку на другом конце.In FIG. 1 shows a cross-sectional side view of an exemplary pump coupling according to the present invention, which has a linearly tapered portion at one end and a rounded lip at the other end.
На фиг. 2А показан вид в частичном поперечном сечении сцепления насосной муфты с насосной штангой и втулкой клапанной штанги, которая соединена с внутрискважинным насосом.In FIG. 2A is a partial cross-sectional view of a pump coupling engagement with a sucker rod and a valve rod bushing that is connected to a downhole pump.
На фиг. 2В показан вид сбоку муфты, насосной штанги и втулки клапанной штанги с фиг. 2А в собранном состоянии.In FIG. 2B is a side view of the coupling, sucker rod, and valve rod bushing of FIG. 2A in the assembled state.
На фиг. 3А показано изображение примерной насосной муфты согласно настоящему изобретению, которая имеет линейно сужающуюся часть на обоих концах.In FIG. 3A shows an exemplary pump coupling according to the present invention which has a linearly tapered portion at both ends.
На фиг. 3В показан вид сбоку в поперечном сечении внутреннего пространства насосной муфты с фиг. 3А.In FIG. 3B is a cross-sectional side view of the interior of the pump coupling of FIG. 3A.
На фиг. 4 показан схематичный вид одного из вариантов осуществления насосной системы согласно настоящему изобретению.In FIG. 4 is a schematic view of one embodiment of a pumping system according to the present invention.
На фиг. 5 показан график, иллюстрирующий типовые значения коэффициента трения скольжения для различных материалов, измеренные при скольжении материала по углеродистой стали. Ось у представлена без указания размерности и проходит от 0 до 0,8 с интервалом 0,1. Слева направо, материалами являются никелевый сплав, углеродистая сталь, алюминиевая бронза, и сплав медь-никель-олово.In FIG. 5 is a graph illustrating typical values of sliding friction coefficient for various materials measured by sliding material on carbon steel. The y-axis is presented without a dimension and runs from 0 to 0.8 with an interval of 0.1. From left to right, the materials are nickel alloy, carbon steel, aluminum bronze, and copper-nickel-tin alloy.
На фиг. 6 показан график, иллюстрирующий износ различных материалов по стальному валу. Ось у отражает увеличение зазора в результате износа, в дюймах. Ось у проходит от 0,000 до 0,050 с интервалом 0,005. Ось х представляет собой количество циклов испытаний на износ, в тысячах, и проходит от 0 до 180 с интервалом 30. Линия с наибольшим уклоном соответствует упрочненной стали, а наиболее пологая линия относится к сплаву медь-никель-олово.In FIG. 6 is a graph illustrating the wear of various materials on a steel shaft. The y-axis represents the increase in clearance due to wear, in inches. The y-axis runs from 0.000 to 0.050 in 0.005 intervals. The x-axis represents the number of wear test cycles, in thousands, and runs from 0 to 180 in increments of 30. The steepest line is for hardened steel, and the flattest line is for copper-nickel-tin alloy.
На фиг. 7 показано изображение насосной муфты согласно настоящему изобретению, изготовленной из сплава Cu-15Ni-8Sn.In FIG. 7 shows a drawing of a pump coupling according to the present invention made of Cu-15Ni-8Sn alloy.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯIMPLEMENTATION OF THE INVENTION
Более полное понимание компонентов, процессов и устройств, раскрытых в данном описании, может быть получено при изучении прилагаемых чертежей. Данные чертежи являются лишь схематическими и основаны на удобстве и легкости иллюстрации настоящего изобретения, и, таким образом, не предназначены для отражения относительных размеров и габаритов устройств или их компонентов и/или задания или ограничения объема правовой охраны примерных вариантов осуществления.A more complete understanding of the components, processes and devices disclosed in this specification can be obtained from the study of the accompanying drawings. These drawings are only schematic and based on the convenience and ease of illustrating the present invention, and thus are not intended to represent the relative dimensions and dimensions of devices or components thereof and/or to define or limit the scope of exemplary embodiments.
Хотя в следующем ниже описании для пояснения использованы определенные термины, предполагается, что эти термины относятся только к конкретной конструкции вариантов осуществления, выбранных для иллюстрации на чертежах, и они не предназначены для задания или ограничения объема правовой охраны настоящего изобретения. Следует понимать, что на чертежах и в следующем ниже описании одинаковые номера позиций относятся к компонентам с одинаковой функцией.Although certain terms are used for clarification in the following description, these terms are intended to refer only to the particular construction of the embodiments chosen to be illustrated in the drawings and are not intended to define or limit the scope of protection of the present invention. It should be understood that in the drawings and in the following description, like reference numerals refer to components with the same function.
Формы единственного числа, такие как «некоторый», «один из» и «указанный», также включают в себя объекты множественного числа, если из контекста явным образом не следует иное.Singular forms such as "some", "one of" and "specified" also include plural entities unless the context clearly dictates otherwise.
Используемый в описании и формуле термин «содержащий» может включать в себя такие варианты, как «состоящий из» и «по существу состоящий из». Термины «содержит(ат)», «включает(ют) в себя», «имеющий», «имеет», «может», «состоит(ят) из» и их варианты, используемые в данном описании, должны трактоваться как ничем неограниченные переходные фразы, термины или слова, которые требуют наличия упомянутых компонентов/этапов и допускают возможность наличия других компонентов/этапов. Однако, такое описание может быть также истолковано как раскрывающее составы или процессы, «состоящие из» и «по существу состоящие из» перечисленных компонентов/этапов, что подразумевает наличие только перечисленных компонентов/этапов, вместе с любыми примесями, которые могут стать их результатом, и исключает другие компоненты/этапы.As used throughout the description and claims, the term "comprising" may include such variations as "consisting of" and "essentially consisting of". The terms "comprises", "include(s)", "having", "has", "may", "consists of" and their variations used in this specification are to be construed as unrestricted. transitional phrases, terms or words that require the mentioned components/steps and allow for the possibility of other components/steps. However, such a description may also be construed as disclosing formulations or processes "consisting of" and "essentially consisting of" the listed components/steps, which implies the presence of only the listed components/steps, together with any impurities that may result from them, and excludes other components/steps.
Следует понимать, что числовые значения, используемые в описании и формуле изобретения, включают в себя числовые значения, которые являются одинаковыми при уменьшении до того же самого количества значащих цифр, а также числовые значения, которые отличаются от указанного значения меньше, чем на экспериментальную погрешность традиционного способа измерения, тип которого раскрыт в настоящем изобретении в качестве используемого для определения такого значения.It should be understood that the numerical values used in the description and claims include numerical values that are the same when reduced to the same number of significant digits, as well as numerical values that differ from the specified value by less than the experimental error of the traditional measurement method, the type of which is disclosed in the present invention as used to determine such a value.
Все раскрытые здесь диапазоны значений включают в себя перечисленные предельные значения и могут комбинироваться независимо (например, диапазон «от 2 грамм до 10 грамм» включает в себя предельные значения, 2 грамма и 10 грамм, и все промежуточные значения).All ranges disclosed herein include the limit values listed and may be independently combined (eg, the range "2 grams to 10 grams" includes the limits, 2 grams and 10 grams, and all values in between).
Понятие «примерно» может быть использовано для включения любого числового значения, которое может варьироваться без изменения базовой функции данного значения. При использовании в отношении диапазона, понятие «примерно» также раскрывает диапазон значений, заданный абсолютными значениями двух предельных значений; например, «от примерно 2 до примерно 4» также раскрывает диапазон значений «от 2 до 4». Понятие «примерно» может относиться к величине плюс/минус 10% от указанного числа.The term "about" can be used to include any numerical value that can vary without changing the underlying function of that value. When used in relation to a range, the term "about" also discloses the range of values given by the absolute values of the two limit values; for example, "from about 2 to about 4" also discloses the range of values "from 2 to 4". The term "about" can refer to the value of plus/minus 10% of the specified number.
Настоящее изобретение относится к муфтам, изготовленным из спинодально упрочненного сплава на основе меди. Медные сплавы согласно настоящему изобретению могут представлять собой сплавы медь-никель-олово, которые обладают комбинацией таких свойств, как прочность, пластичность, высокое сопротивление на излом при приложении напряжения и защита от истирания. Более конкретно, предполагается, что муфты представляют собой муфты для механизированной эксплуатации, муфты для насосных штанг или переводники, используемые в нефтегазовой промышленности, в частности, для систем извлечения углеводородов.The present invention relates to couplings made from a spinodally hardened copper base alloy. The copper alloys of the present invention may be copper-nickel-tin alloys which have a combination of properties such as strength, ductility, high stress fracture resistance, and abrasion resistance. More specifically, the couplings are contemplated to be mechanical service couplings, sucker rod couplings, or subs used in the oil and gas industry, particularly for hydrocarbon recovery systems.
В частности, предполагается, что насосные муфты согласно настоящему изобретению предназначены для использования с целью соединения внутрискважинного насоса с колонной насосных штанг. Типовой внутрискважинный насос имеет поршень, который совершает возвратно-поступательное движение внутри цилиндра насоса посредством колоны насосных штанг. Поршень и цилиндр содержат неподвижный клапан и подвижный клапан. Поршень соединен с приводным стержнем насоса или клапанной штангой, которая, в свою очередь, соединена с втулкой клапанной штанги, соединенной с колонной насосных штанг через насосную муфту.In particular, it is contemplated that the pump couplings of the present invention are intended to be used to connect a downhole pump to a sucker rod string. A typical downhole pump has a piston that reciprocates within a pump cylinder via a string of sucker rods. The piston and cylinder contain a fixed valve and a movable valve. The piston is connected to a pump drive rod or valve rod, which in turn is connected to a valve rod bushing connected to the pump rod string through a pump coupling.
Насосная муфта 130 согласно настоящему изобретению показана на фиг. 1. Муфта для насосных штанг используется для сборки различных компонентов колонны насосных штанг. Например, насосная муфта 130 может использоваться для соединения насосной штанги 210 и втулки 220 клапанной штанги с фиг. 3А и 3В, как описано ниже.A
Сама насосная муфта 130 представляет собой сердечник 132, имеющий первый конец 134, центральный участок 170 и второй конец 136, причем каждый конец соответствует гнезду и имеет внутреннюю резьбу (например, гнездовой разъем) 138, 140 для зацепления со стержнем другого компонента в колонне насосных штанг. Сердечник имеет по существу цилиндрическую форму, причем его длина больше диаметра. Пунктирными линиями 172, 174 отмечено, где центральный участок 170 соединяется с первым концом 134 и вторым концом 136. Центральный участок 170 имеет наружный диаметр 175.The
Первый конец 134 имеет первую торцевую поверхность 135. Первый конец 134 имеет линейно сужающуюся часть, проходящую внутрь к торцевой поверхности 135. Другими словами, первый конец 134 является скошенным. В качестве альтернативы, первая торцевая поверхность 135 может быть описана как имеющая меньший диаметр 144 по сравнению с диаметром 175 центрального участка 170. Понятие «сужающаяся часть» в данном случае относится только к диаметру, уменьшающемуся от середины к каждому концу, и не требует изменения диаметра в любом заданном месте. В данном случае, сужающаяся часть является линейной, то есть, по прямой линии.The
Второй конец 136 имеет вторую торцевую поверхность 137. Второй конец 136 имеет закругленную кромку 139, которая переходит в торцевую поверхность 137. Таким образом, вторая торцевая поверхность 137 имеет диаметр 146, который меньше диаметра 175 центрального участка 170, но больше диаметра 144 первой торцевой поверхности 135. В конкретных вариантах осуществления диаметр 146 второй торцевой поверхности по меньшей мере на четверть дюйма больше диаметра 144 первой торцевой поверхности. В некоторых конкретных вариантах осуществления диаметр 144 первой торцевой поверхности составляет 1 и 5/8 дюйма, а диаметр 146 второй торцевой поверхности составляет примерно 1,9 дюйма, а диаметр 175 центрального участка равен 2 дюймам.The
Отверстие 142 проходит через весь сердечник от первого конца 134 до второго конца 136 вдоль продольной оси 160 сердечника. Обе внутренние резьбы 138, 140 находятся на поверхности отверстия. В данном случае, обе внутренние резьбы имеют одинаковый размер внутренней резьбы и являются ответным к наружным резьбам на других компонентах колоны насосных штанг, которые могут быть соединены посредством муфты 130.The
Как дополнительно показано на виде в поперечном сечении с фиг. 1, насосная муфта 130 содержит раззенкованную часть 152, 154 на каждой торцевой поверхности 135, 137. Другими словами, внутренняя резьба не проходит по всей длине к торцевой поверхности. Продольная ось также обозначена линией 160. Насосная муфта 130 имеет по существу гладкую цилиндрически изогнутую наружную поверхность 162 между торцевыми поверхностями 134, 136. Иначе говоря, наружный диаметр остается постоянным вдоль длины центрального участка 170. Наружный диаметр далее уменьшается у сужающегося первого конца 134 и закругленной кромки второго конца 136.As further shown in the cross sectional view of FIG. 1, the
На фиг. 2А и фиг. 2В показаны виды сбоку, иллюстрирующие сцепление между двумя компонентами колонны насосных штанг с муфтой согласно настоящему изобретению. На фиг. 2А показан покомпонентный вид в частичном поперечном сечении насосной штанги или штанги 210 стабилизатора и втулки 220 клапанной штанги, соединенных друг с другом посредством насосной муфты 130. На фиг. 2А и 2В показано использование муфты, имеющей геометрическую форму насосной муфты 130, описанной выше и показанной на фиг. 1.In FIG. 2A and FIG. 2B are side views illustrating the engagement between two components of a coupled sucker rod string according to the present invention. In FIG. 2A is an exploded partial cross-sectional view of a pump rod or
Насосная штанга или штанга 210 стабилизатора имеет корпус 212 штанги и два конца штанги (показан только конец 214 штанги). Конец 214 штанги содержит стержень с наружной резьбой (или стержневой разъем); заплечик 218, выполненный с возможностью примыкания к торцевой поверхности муфты; и приводную головку 219, которая может быть зацеплена инструментом для затягивания и завинчивания штанг стабилизатора. Втулка 220 клапанной штанги имеет корпус 222 втулки и два конца 224, 225 втулки. Втулка клапанной штанги содержит стержень с наружной резьбой (или стержневой разъем) 226 на первом конце 224 втулки, и раззенкованную часть 227 на втором конце 224 втулки. Заплечик 221 находится между двумя концами 224, 225 втулки. Раззенкованная часть 227 имеет внутреннюю резьбу 228 (то есть, гнездовой разъем), расположенную на поверхности раззенкованной части для сцепления со стержнем другого компонента в колонне насосных штанг. Также предусмотрена приводная головка 229, которая может быть зацеплена инструментом для затягивания и завинчивания втулки клапанной штанги.Sucker rod or
На фиг. 2В показаны компоненты с фиг. 2А в собранном виде. То есть стержневой разъем штанги 210 стабилизатора стыкуется с гнездовым разъемом на втором конце насосной муфты 130, а стержневой разъем втулки 220 клапанной штанги стыкуется с гнездовым разъемом на первом конце втулки 130 для насосных штанг. На фиг. 2В показано, что наружный диаметр муфты может быть больше наружного диаметра компонентов колонны насосных штанг, к которым крепятся муфты, например, штанги 210 стабилизатора и втулки 220 клапанной штанги. Это препятствует контакту соединенных компонентов колонны насосных штанг с эксплуатационной трубой (то есть, трубопроводом 411 с фиг. 4), окружающей колонну насосных штанг. Кроме того, концы втулки клапанной штанги и штанги стабилизатора ввинчиваются в муфту до тех пор, пока муфта не будет примыкать к заплечику 218, 221.In FIG. 2B shows the components from FIG. 2A assembled. That is, the shaft connector of the
На фиг. 3А и 3В показан дополнительный вариант осуществления насосной муфты 330 согласно настоящему изобретению. На фиг. 3А показано изображение насосной муфты 330 для сборки различных компонентов колонны насосных штанг. На фиг. 3В показан вид в поперечном сечении муфты 330 для насосных штанг с фиг. 3А.In FIG. 3A and 3B show a further embodiment of a
В данном случае, сама насосная муфта 330 представляет собой сердечник 332, имеющий первый конец 334, центральный участок 370 и второй конец 336, причем каждый конец соответствует гнезду и имеет внутреннюю резьбу (то есть, гнездовой разъем) 338, 340 для сцепления со стержнем другого компонента в колонне насосных штанг. Сердечник имеет по существу цилиндрическую форму, причем его длина больше диаметра. Пунктирными линиями 372, 374 обозначено, где центральный участок 370 соединяется с первым концом 334 и вторым концом 336. Центральный участок 370 имеет наружный диаметр 375.In this case, the
Первый конец 334 имеет первую торцевую поверхность 335. Первый конец 334 имеет линейно сужающуюся часть, проходящую внутрь к торцевой поверхности 335. Другими словами, первый конец 334 является скошенным. В качестве альтернативы, первая торцевая поверхность 335 может быть описана как имеющая меньший диаметр 334 по сравнению с диаметром 375 центрального участка 370.The
Второй конец 336 имеет вторую торцевую поверхность 337. Второй конец 336 также имеет линейно сужающуюся часть, проходящую внутрь к торцевой поверхности 337. Иначе говоря, второй конец 336 также является скошенным. В качестве альтернативы, вторая торцевая поверхность 337 может быть описана как имеющая меньший диаметр 346 по сравнению с диаметром 375 центрального участка 370. В конкретных вариантах осуществления, диаметр 344 первой торцевой поверхности примерно равен диаметру 346 второй торцевой поверхности, причем они оба меньше диаметра 375 центрального участка. В некоторых вариантах осуществления, каждый из диаметра 344 первой торцевой поверхности и диаметра 346 второй торцевой поверхности составляет 1 и 5/8 дюйма, а диаметр 375 центрального участка равен 2 дюймам.The
Как показано на чертежах, отверстие 342 проходит через весь сердечник от первого конца 334 до второго конца 336 вдоль продольной оси сердечника. Обе внутренние резьбы 338, 340 находятся на поверхности отверстия. В данном случае, обе внутренние резьбы имеют один размер внутренней резьбы и являются ответным к наружным резьбам на других компонентах колонны насосных штанг, которые могут быть соединены муфтой 330. Размеры насосных штанг и различных частей муфты для насосных штанг определяются техническими требованиями API 11 В, 27 редакция которых была выпущена в мае 2010 г. As shown in the drawings, the
Как дополнительно показано на виде в поперечном сечении с фиг. 3В, насосная муфта 330 имеет раззенкованную часть 352, 354 на каждой торцевой поверхности 335, 337. Другими словами, внутренняя резьба не проходит полностью до торцевой поверхности. Продольная ось также обозначена линией 360. Насосная муфта 330 имеет по существу гладкую цилиндрически изогнутую наружную поверхность 362 вдоль центрального участка 370 муфты. Наружный диаметр далее уменьшается у скошенных концевых участков 334, 336. Наружный диаметр центрального участка этих муфт может быть больше наружного диаметра компонентов колонны насосных штанг, к которым прикреплены муфты, например, штанг стабилизатора или втулок клапанной штанги. Это препятствует контакту компонентов колонны насосных штанг с эксплуатационной трубой (то есть, трубопроводом 411 с фиг. 4), окружающей колонну насосных штанг.As further shown in the cross sectional view of FIG. 3B, the
На фиг. 4 показаны различные части насосной системы 400, в которой применяются различные описанные выше компоненты колонны насосных штанг, такие как насосные муфты. Система 400 имеет балансир 422, который обеспечивает возвратно-поступательное движение колонны 424 насосных штанг, содержащей участок 425 полированной штанги. Колонна 224 насосных штанг подвешена на балансире для приведения в действие внутрискважинного насоса 426, расположенного на дне скважины 428.In FIG. 4 shows various parts of a
Балансир 422, в свою очередь, приводится в действие шатуном, который совершает возвратно-поступательное движение под действием коленчатого рычага 430, приводимого в действие посредством источника 432 питания (например, электрического двигателя), соединенного с коленчатым рычагом 430 через понижающую передачу, например, редуктор. Источник питания может представлять собой трехфазовый асинхронный двигатель переменного тока или синхронный двигатель, и используется для приведения в действие насосного блока. Редуктор 434 преобразует крутящий момент двигателя в выходной момент с низкой скоростью, но высоким крутящим моментом, для приведения в действие коленчатого рычага 430. Коленчатый рычаг 430 оснащен противовесом 436, который служит для балансировки колонны 424 насосных штанг, подвешенной на балансире 422. Уравновешивающая сила также может быть обеспечена с помощью воздушного цилиндра, например, подобного тому, что встречается в станках-качалках с пневматическим амортизатором. Ременные насосные блоки могут использовать противовес, движущийся в противоположном направлении ходу штанги или воздушного цилиндра для обеспечения уравновешивающей силы.The
Внутрискважинный насос 426 может представлять собой поршневой насос возвратно-поступательного типа, имеющий поршень 438, прикрепленный к концу колонны 424 насосных штанг, и цилиндр 440 насоса, который прикреплен к концу трубопровода в скважине 428. Поршень 438 содержит подвижный клапан 442 и неподвижный клапан 444, расположенный на дне цилиндра 440. При ходе поршня насоса вверх, подвижный клапан 442 закрывается и поднимает текучую среду, например, нефть и/или воду, над поршнем 438, в верхнюю часть скважины, а неподвижный клапан 444 открывается и позволяет дополнительной текучей среды из резервуара втекать в цилиндр 440 насоса. При ходе вниз подвижный клапан 442 открывается, и неподвижный клапан 444 закрывается для подготовки к следующему циклу. Работа насоса 426 контролируется так, чтобы уровень текучей среды, поддерживаемый в цилиндре 440 насоса, был достаточным для сохранения нижнего конца колонны 424 насосных штанг в текучей среде в течение всего ее хода движения. Колонна 424 насосных штанг окружена трубопроводом 411, который, в свою очередь, окружен обсадкой 410 трубы. Колонна 424 насосных штанг ниже участка 425 полированной штанги состоит из насосных штанг 446 или штанг стабилизатора, которые удерживаются вместе посредством муфт 448. Муфты 448 могут представлять собой насосные муфты (например, 130, 230) и втулки клапанных штанг (например, 320), описанные выше.The
Соединение между насосной штангой и втулкой клапанной штанги является одним из наиболее проблемных стыков в колонне насосных штанг. Геометрические размеры и материалы традиционных муфт приводят к быстрому износу трубопровода из-за контакта между поверхностями, а также высокой скорости движения текучей среды в скважине при ее выходе из насоса и течении через зазор между эксплуатационной трубой и муфтой между втулкой клапанной штанги и штангой стабилизатора. Использование описанных здесь медных сплавов в качестве материала для муфт согласно настоящему изобретению снижает вероятность повреждения резьбовых соединений в результате износа истирающего типа между муфтой и трубопроводом. Кроме того, геометрия (например, скошенные или закругленные концы, большие наружные диаметры) описанных здесь муфт препятствует высокоэнергетическому контакту между муфтой и внутренним диаметром трубопровода из-за неточного совмещения. То есть, традиционные муфты имеют острые кромки, которые с большой вероятностью могут привести к повреждению компонентов в случае высокоэнергетического контакта. Кроме того, геометрия описанных здесь муфт позволяет текучим средам в скважине втекать в диаметральный зазор между муфтой и трубопроводом.The connection between the sucker rod and the valve rod bushing is one of the most problematic joints in the sucker rod string. Geometric dimensions and materials of traditional sleeves lead to rapid wear of the pipeline due to contact between surfaces, as well as high speed of the fluid in the well as it exits the pump and flows through the gap between the production pipe and the sleeve between the valve rod bushing and the stabilizer rod. The use of the copper alloys described herein as the material for the couplings according to the present invention reduces the possibility of damage to threaded connections as a result of abrasion type wear between the coupling and the pipeline. In addition, the geometry (eg, beveled or rounded ends, large outside diameters) of the couplings described here prevents high energy contact between the coupling and the inner diameter of the pipeline due to misalignment. That is, conventional couplings have sharp edges that are highly likely to damage components in the event of high energy contact. In addition, the geometry of the sleeves described herein allows fluids in the well to flow into the diametral gap between the sleeve and the pipeline.
Кроме того, муфты согласно настоящему изобретению, изготовленные из описанных здесь медных сплавов, способны функционировать в качестве амортизирующего устройства. Амортизация обеспечивается благодаря тому, что описанные здесь медные сплавы имеют более низкий модуль упругости, чем у традиционных материалов. Амортизация позволяет поглотить больше энергии при соударении нижней поверхности втулки клапанной штанги (например, конца 325 втулки с фиг. 3А) с другими компонентами колонны насосных штанг при движении поршня насоса вниз. Данное явление снижает склонность стыкуемой поверхности верхних компонентов насоса к интенсивному холодному деформированию при эксплуатации. Такое холодное деформирование может привести к потере пластичности и, в итоге, к растрескиванию, а также к образованию «выдавленных» металлических выступов, проходящих наружу за пределы заданного диаметра этих компонентов. Эти выступы разрушают внутренний диаметр трубопровода и цилиндрического корпуса насоса. В результате разрушения указанных выступов могут возникать металлические фрагменты. Данные фрагменты могут вызвать серьезное разрушение рабочих поверхностей насоса и трубопровода, поскольку они остаются в системе. Благодаря высокому модулю сопротивления медных сплавов, описанных в данном описании, муфты могут выполнять такую амортизирующую функцию без пластического деформирования. То есть, муфта способна возвращаться к своим исходным размерам как после сжатия при движении вниз, так и после натяжения при движении вверх. Другими словами, муфта выступает в качестве сжатой пружины.In addition, the sleeves according to the present invention, made from the copper alloys described here, are able to function as a damping device. Cushioning is provided due to the fact that the copper alloys described here have a lower modulus of elasticity than conventional materials. The cushioning allows more energy to be absorbed when the bottom surface of the valve rod bushing (eg, bushing end 325 of FIG. 3A) strikes other components of the sucker rod string as the pump piston moves down. This phenomenon reduces the propensity of the mating surface of the upper pump components to severe cold deformation during operation. Such cold forming can lead to loss of ductility and eventually to cracking, as well as the formation of "squeezed" metal protrusions extending outwardly beyond the specified diameter of these components. These protrusions destroy the inner diameter of the pipeline and the cylindrical pump housing. As a result of the destruction of these protrusions, metal fragments may occur. These fragments can cause severe damage to pump and piping surfaces as they remain in the system. Due to the high modulus of resistance of the copper alloys described herein, couplings can perform this damping function without plastic deformation. That is, the clutch is able to return to its original dimensions both after being compressed during the downward movement and after tension during the upward movement. In other words, the clutch acts as a compressed spring.
В целом, медный сплав, используемый для изготовления муфт согласно настоящему изобретению, подвергается холодному деформированию перед повторным нагреванием для воздействия на спинодальный распад микроструктуры. Холодное деформирование представляет собой процесс механического изменения формы или размера металла за счет пластической деформации. Это можно выполнить путем прокатки, протяжки, прессования, ротационного выдавливания, экструдирования или развальцовки металла или сплава. Когда металл пластически деформируется, в материале возникают дислокации атомов. В частности, дислокации возникают поперек или внутри зерен металла. Дислокации перекрывают друг друга, при этом плотность дислокаций в материале возрастает. Увеличение перекрывающихся дислокаций затрудняет движение последующих дислокаций. Это повышает твердость и прочность при растяжении полученного сплава, по существу снижая пластичность и ударные характеристики сплава. Холодное деформирование также улучшает качество поверхности сплава. Механическое холодное деформирование выполняется в основном при температуре ниже точки рекристаллизации сплава и обычно происходит при комнатной температуре.In general, the copper alloy used to make the sleeves of the present invention is cold worked before being reheated to effect spinodal degradation of the microstructure. Cold deformation is a process of mechanical change in the shape or size of a metal due to plastic deformation. This can be done by rolling, drawing, pressing, spinning, extruding, or expanding the metal or alloy. When a metal is plastically deformed, atomic dislocations occur in the material. In particular, dislocations occur across or inside metal grains. Dislocations overlap each other, while the density of dislocations in the material increases. An increase in overlapping dislocations makes it difficult for subsequent dislocations to move. This increases the hardness and tensile strength of the resulting alloy, substantially reducing the ductility and impact properties of the alloy. Cold working also improves the surface quality of the alloy. Mechanical cold forming is generally performed at a temperature below the recrystallization point of the alloy and usually takes place at room temperature.
Спинодальное старение/распад является механизмом, посредством которого различные компоненты могут разделяться на отдельные области и микроструктуры с разными суммарными химическими составами и физическими свойствами. В частности, кристаллы с суммарным химическим составом в центральной области фазовой диаграммы претерпевают экссолюцию. Спинодальный распад на поверхностях сплавов согласно настоящему изобретению приводит к поверхностному упрочнению.Spinodal aging/decay is a mechanism by which different components can separate into separate regions and microstructures with different overall chemical compositions and physical properties. In particular, crystals with a total chemical composition in the central region of the phase diagram undergo exsolution. Spinodal decay on the surfaces of the alloys of the present invention results in surface hardening.
Структуры спинодальных сплавов состоят из однородных двухфазовых смесей, образуемых при разделении первоначальных фаз при определенных температурах и составах, которые именуются областью несмешиваемости, достигаемой при повышенной температуре. Фазы сплава спонтанно распадаются на другие фазы, для которых кристаллическая структура остается такой же, но атомы в структуре модифицируются, оставаясь схожими по размеру. Спинодальное упрочнение повышает предел текучести основного металла и предусматривает высокую степень равномерности состава и микроструктуры.The structures of spinodal alloys consist of homogeneous two-phase mixtures formed by the separation of the initial phases at certain temperatures and compositions, which are called the region of immiscibility achieved at elevated temperature. The alloy phases spontaneously decompose into other phases for which the crystal structure remains the same, but the atoms in the structure are modified while remaining similar in size. Spinodal hardening increases the yield strength of the base metal and provides for a high degree of uniformity in composition and microstructure.
Спинодальные сплавы, в большинстве случаев, демонстрируют аномалию в своей фазовой диаграмме, называемую областью несмешиваемости. В пределах относительно узкого диапазона температур области несмешиваемости происходит атомное упорядочение в структуре существующей кристаллической решетки. Полученная двухфазная структура является стабильной при температурах значительно ниже области несмешиваемости.Spinodal alloys, in most cases, show an anomaly in their phase diagram, called the region of miscibility. Within a relatively narrow temperature range of the immiscibility region, atomic ordering occurs in the structure of the existing crystal lattice. The resulting two-phase structure is stable at temperatures well below the immiscibility region.
Сплав медь-никель-олово, используемый в настоящем изобретении, по существу включает в себя от примерно 9,0 мас. % до примерно 15,5 мас. % никеля и от примерно 6,0 мас. % до примерно 9,0 мас. % олова, при этом остальную часть составляет медь. Этот сплав может быть упрочнен и легко преобразован в изделия с высоким пределом текучести, которые можно применять для различных промышленных и коммерческих целей. Такой высококачественный сплав предназначен для обеспечения свойств, аналогичных свойствам сплавов медь-бериллий.The copper-nickel-tin alloy used in the present invention essentially includes from about 9.0 wt. % to about 15.5 wt. % nickel and from about 6.0 wt. % to about 9.0 wt. % tin, with the rest being copper. This alloy can be hardened and easily converted into high yield strength products that can be used in a variety of industrial and commercial applications. This high quality alloy is designed to provide similar properties to copper-beryllium alloys.
В частности, сплавы медь-никель-олово согласно настоящему изобретению содержат от примерно 9 мас. % до примерно 15 мас. % никеля и от примерно 6 мас. % до примерно 9 мас. % олова, при этом остальную часть составляет медь. В некоторых конкретных вариантах осуществления, сплавы медь-никель-олово содержат от примерно 14,5 мас. % до примерно 15,5 мас. % никеля и от примерно 7,5 мас. % до примерно 8,5 мас. % олова, при этом остальную часть составляет медь.In particular, copper-nickel-tin alloys according to the present invention contain from about 9 wt. % to about 15 wt. % nickel and from about 6 wt. % to about 9 wt. % tin, with the rest being copper. In some specific embodiments, the implementation, copper-nickel-tin alloys contain from about 14.5 wt. % to about 15.5 wt. % nickel and from about 7.5 wt. % to about 8.5 wt. % tin, with the rest being copper.
Трехкомпонентные спинодальные сплавы медь-никель-олово обладают выгодным сочетанием свойств, таких как высокая прочность, отличные трибологические характеристики и высокая коррозионная стойкость в морской воде и кислотных средах. Повышение предела текучести основного материала может быть связано со спинодальным распадом в сплавах медь-никель-олово.Three-component copper-nickel-tin spinodal alloys offer an advantageous combination of properties such as high strength, excellent tribological characteristics and high corrosion resistance in seawater and acidic environments. The increase in the yield strength of the base material may be associated with spinodal decomposition in copper-nickel-tin alloys.
Медный сплав может содержать бериллий, никель и/или кобальт. В некоторых вариантах осуществления, медный сплав содержит от примерно 1 до примерно 5 мас. % бериллия и общее количество кобальта и никеля в диапазоне от примерно 0,7 мас. % до примерно 6 мас. %. В конкретных вариантах осуществления, сплав содержит примерно 2 мас. % бериллия и примерно 0,3 мас. % кобальта и никеля. Другие варианты медных сплавов могут содержать бериллий в диапазоне между примерно 5 до 7 мас. %.The copper alloy may contain beryllium, nickel and/or cobalt. In some embodiments, the copper alloy contains from about 1 to about 5 wt. % beryllium and the total amount of cobalt and nickel in the range from about 0.7 wt. % to about 6 wt. %. In specific embodiments, the implementation, the alloy contains about 2 wt. % beryllium and about 0.3 wt. % cobalt and nickel. Other variants of copper alloys may contain beryllium in the range between about 5 to 7 wt. %.
В некоторых вариантах осуществления, медный сплав содержит хром. Хром может составлять меньше примерно 5 мас. % сплава, в том числе от примерно 0,5 мас. % до примерно 2,0 мас. % или от примерно 0,6 мас. % до примерно 1,2 мас. % хрома.In some embodiments, the copper alloy contains chromium. Chromium may be less than about 5 wt. % alloy, including from about 0.5 wt. % to about 2.0 wt. % or from about 0.6 wt. % to about 1.2 wt. % chromium.
В некоторых вариантах осуществления, медный сплав содержит кремний. Кремний может составлять меньше 5 мас. %, в том числе от примерно 1,0 мас. % до примерно 3 мас. % или от примерно 1,5 мас. % до примерно 2,5 мас. % кремния.In some embodiments, the copper alloy contains silicon. Silicon may be less than 5 wt. %, including from about 1.0 wt. % to about 3 wt. % or from about 1.5 wt. % to about 2.5 wt. % silicon.
Сплавы согласно настоящему изобретению опционально содержат небольшие количества добавок (например, железо, магний, марганец, молибден, ниобий, тантал, ванадий, цирконий и их смеси). Добавки могут присутствовать в количествах до 1 мас. %, предпочтительно до 0,5 мас. %. Кроме того, также могут присутствовать небольшие количества органических примесей. Также могут быть предусмотрены небольшие количества других добавок, таких как алюминий и цинк. Наличие дополнительных элементов может влиять на дальнейшее повышение прочности полученного сплава.The alloys of the present invention optionally contain small amounts of additives (eg, iron, magnesium, manganese, molybdenum, niobium, tantalum, vanadium, zirconium, and mixtures thereof). Additives may be present in amounts up to 1 wt. %, preferably up to 0.5 wt. %. In addition, small amounts of organic impurities may also be present. Small amounts of other additives such as aluminum and zinc may also be included. The presence of additional elements can affect the further increase in the strength of the resulting alloy.
В некоторых вариантах осуществления во время формирования первоначального сплава добавляют некоторое количество магния для снижения содержания кислорода в сплаве. При этом образуется оксид магния, который может быть удален из массы сплава.In some embodiments, some magnesium is added during formation of the initial alloy to reduce the oxygen content of the alloy. This produces magnesium oxide, which can be removed from the mass of the alloy.
В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения внутренние резьбы муфты формируются вальцеванием, а не нарезкой. Оказывается, что данный процесс приводит к удлинению зерен на наружной поверхности резьбы. Было обнаружено, что вальцованная резьба устойчива к срыву, поскольку разрушения при срезе должны происходить поперек зерна, а не в зерне. Такой процесс холодного деформирования также обеспечивает дополнительную прочность и усталостную стойкость. В результате, внутренние резьбы могут иметь твердость по шкале С Роквелла (HRC) от примерно 20 до примерно 40. Твердость HRC может варьироваться по длине резьбы, поэтому данный признак не следует толковать как требующий, чтобы вся резьба имела одинаковую твердость HRC. В конкретных вариантах осуществления, HRC резьбы составляет минимум 22. Наружная поверхность резьбы может иметь HRC, равную по меньшей мере 35.In particular embodiments of the present invention, the internal threads of the coupling are formed by rolling rather than cutting. It turns out that this process leads to elongation of the grains on the outer surface of the thread. Rolled threads have been found to be resistant to stripping because shear failures must occur across the grain and not in the grain. This cold forming process also provides additional strength and fatigue resistance. As a result, internal threads can have a Rockwell C hardness (HRC) of about 20 to about 40. HRC hardness can vary along the length of the thread, so this feature should not be construed as requiring all threads to have the same HRC hardness. In specific embodiments, the HRC of the thread is at least 22. The outer surface of the thread may have an HRC of at least 35.
Сплавы, используемые для изготовления муфт согласно настоящему изобретению, могут иметь условный предел текучести при деформации 0,2%, составляющий по меньшей мере 75 килофунтов на кв. дюйм, в том числе по меньшей мере 85 килофунтов на кв. дюйм или по меньшей мере 90 килофунтов на кв. дюйм или по меньшей мере 95 килофунтов на кв. дюйм.The alloys used to make the couplings of the present invention may have a 0.2% proof yield strength of at least 75 ksi. inch, including at least 85 kilopounds per square meter. inch or at least 90 kilopounds per sq. inch or at least 95 kilopounds per sq. inch.
Сплавы, используемые для изготовления муфт согласно настоящему изобретению, могут иметь комбинацию условного предела текучести при деформации 0,2% и энергию разрушения образца Шарли с V-образным надрезом при комнатной температуре, как показано ниже в таблице №1. Данные комбинации являются уникальными для описанных здесь медных сплавов. Испытательные образцы, использованные для выполнения данных измерений, были ориентированы в продольном направлении. Приведенные значения представляют собой минимальные значения (то есть, по меньшей мере приведенные значения), причем предпочтительно, чтобы значения условного предела текучести и энергии разрушения образца Шарли с V-образным надрезом превышали приведенные здесь комбинации. Иначе говоря, сплавы имеют комбинацию условного предела текучести при деформации 0,2% и энергии разрушения образца Шарли с V-образным надрезом при комнатной температуре, которая равна или превышает приведенные здесь значения.The alloys used to make the couplings of the present invention may have a combination of 0.2% proof yield strength and room temperature Charly V-notch fracture energy as shown in Table #1 below. These combinations are unique to the copper alloys described here. The test specimens used to make these measurements were oriented in the longitudinal direction. The values given are minimum values (ie, at least the values given), and it is preferred that the yield strength and fracture energy of the Charly V-notch specimen exceed the combinations given here. In other words, the alloys have a combination of a 0.2% proof yield strength and room temperature Charly V-notch fracture energy that is equal to or greater than the values given here.
В таблице № 2 представлены свойства другого примерного варианта сплава на основе меди, пригодного для использования согласно настоящему изобретению в муфте для насосных штанг или переводнике.Table No. 2 shows the properties of another exemplary copper-based alloy suitable for use according to the present invention in a sucker rod coupling or sub.
Условный предел текучести при деформации 0,2% и предел прочности при растяжении измеряются в соответствии со стандартом ASTM Е8. Испытания на ударный изгиб при использовании образцов с V-образным надрезом проводятся в соответствии со стандартом ASTM Е23. Насосные муфты согласно настоящему изобретению могут быть изготовлены с использованием известной из уровня техники технологии литья и/или формования.The 0.2% yield strength and tensile strength are measured in accordance with ASTM E8. Impact tests using V-notch specimens are performed in accordance with ASTM E23. Pump couplings according to the present invention can be manufactured using casting and/or molding techniques known in the art.
Муфты, изготовленные из подверженных спинодальному распаду медных сплавов, имеют уникально высокую прочность на растяжение и усталостную прочность в сочетании с высокой вязкостью разрушения, стойкостью к истиранию и коррозионной стойкостью. Такая уникальная комбинация свойств позволяет муфтам соответствовать базовым механическим и коррозионным характеристикам, которые являются необходимыми для надежной защиты компонентов системы от повреждения при истирании, что значительно увеличивает срок службы системы и уменьшает риск непредвиденной поломки. Одним из результатов такой комбинации является увеличенный период эксплуатации скважины между остановками на техническое обслуживание. Кроме того, благодаря уменьшению трения повышаются общие объемы производства.Couplings made from spinodally decomposable copper alloys have uniquely high tensile and fatigue strength combined with high fracture toughness, abrasion and corrosion resistance. This unique combination of properties allows couplings to meet the basic mechanical and corrosion characteristics required to reliably protect system components from abrasion damage, greatly extending system life and reducing the risk of unexpected failure. One result of this combination is an extended well life between maintenance shutdowns. In addition, by reducing friction, overall production is increased.
Некоторые сплавы медь-никель-олово согласно настоящему изобретению имеют низкий коэффициент трения скольжения. В некоторых вариантах осуществления сплав медь-никель-олово в контакте с углеродистой сталью имеет коэффициент трения скольжения менее 0,4. В других вариантах осуществления сплав медь-никель-олово имеет коэффициент трения скольжения примерно 0,3 или меньше, в том числе примерно 0,2 или меньше.Some copper-nickel-tin alloys according to the present invention have a low coefficient of sliding friction. In some embodiments, the copper-nickel-tin alloy in contact with carbon steel has a sliding friction coefficient of less than 0.4. In other embodiments, the copper-nickel-tin alloy has a sliding friction coefficient of about 0.3 or less, including about 0.2 or less.
В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения сплав медь-никель-олово в контакте с углеродистой сталью, как правило, имеет коэффициент трения скольжения менее 0,2 (в том числе, примерно 0,175 или меньше). Для сравнения, никелевый сплав в контакте с углеродистой сталью, как правило, имеет коэффициент трения скольжения 0,7. Углеродистая сталь в контакте с углеродистой сталью обычно имеет коэффициент трения скольжения 0,6, а алюминиевая бронза в контакте с углеродистой сталью, как правило, имеет коэффициент трения скольжения 0,4. Сравнение данных значений проиллюстрировано на графике с фиг. 5. Таким образом, можно существенно снизить общие потери на трение в насосной системе.In particular embodiments of the present invention, a copper-nickel-tin alloy in contact with carbon steel typically has a sliding friction coefficient of less than 0.2 (including about 0.175 or less). By comparison, a nickel alloy in contact with carbon steel typically has a sliding friction coefficient of 0.7. Carbon steel in contact with carbon steel typically has a sliding friction coefficient of 0.6, and aluminum bronze in contact with carbon steel typically has a sliding friction coefficient of 0.4. The comparison of these values is illustrated in the graph of FIG. 5. Thus, it is possible to significantly reduce the overall friction losses in the pumping system.
Уменьшение трения также приводит к снижению износа трубопровода. На фиг. 6 представлен график, иллюстрирующий использование трех различных металлов, применяемых в подшипниках, в контакте с валом из цементированной стали со средней удельной нагрузкой на подшипник в 2000 фунтов на кв. дюйм (psi), и при колебательном осевом движении с боковой нагрузкой. На оси у указано изменение зазора в результате износа, при этом меньшие значения относятся к меньшему износу. Как можно видеть, сплав медь-никель-олово изнашивается в меньшей степени (треугольники, ниже 0,010 дюйма), чем алюминиевая бронза (квадраты, между 0,015 и 0,020 дюйма) и упрочненная сталь (ромбы, более 0,045 дюйма).Reduced friction also results in reduced pipeline wear. In FIG. 6 is a graph illustrating the use of three different bearing metals in contact with a case hardened steel shaft with an average specific bearing load of 2000 psi. inch (psi), and oscillating axial movement with side load. The y-axis indicates the change in clearance as a result of wear, with lower values referring to less wear. As can be seen, copper-nickel-tin wears less (triangles, below 0.010 inches) than aluminum bronze (squares, between 0.015 and 0.020 inches) and hardened steel (diamonds, over 0.045 inches).
Ниже представлены примеры для иллюстрации муфт, процессов и свойств согласно настоящему изобретению. Примеры являются исключительно иллюстративными и не предназначены для ограничения настоящего изобретения материалами, условиями или параметрами процесса, изложенными в данном описании.Below are examples to illustrate couplings, processes and properties according to the present invention. The examples are purely illustrative and are not intended to limit the present invention to the materials, conditions, or process parameters set forth in this specification.
Примеры Examples
Пример № 1Example #1
Муфты для насосных штанг, изготовленные из сплавов Cu-15Ni-8Sn, использовались в колоннах насосных штанг в выбранных разведочных скважинах с эксплуатационной трубой из углеродистой стали марки L80 (твердость HRC 22-23). Средняя наработка на отказ (MTBF) для стальных муфт составила приблизительно 10 месяцев. После установки муфт из Cu15Ni8Sn, показатель MTBF увеличился в 5 раз. При осмотре муфт из Cu15Ni8Sn не было обнаружено никаких свидетельств износа или переноса металла.Sucker rod couplings made of Cu-15Ni-8Sn alloys were used in sucker rod strings in selected exploration wells with L80 carbon steel production tubing (HRC 22-23 hardness). The mean time between failures (MTBF) for steel couplings was approximately 10 months. After installing Cu15Ni8Sn couplings, the MTBF increased by 5 times. Inspection of the Cu15Ni8Sn sleeves showed no evidence of wear or metal transfer.
Одна скважина прекратила работу через 555 дней после установки муфт из Cu15Ni8Sn из-за утечки насоса. Был проведен осмотр труб, использованных для формирования обсадки колонны. При этом 50% труб с применением стальных муфт имели более 30% потерь на стенки, и 0% труб с применением муфт из Cu15Ni8Sn имели более 30% потерь на стенки. Кроме того, 25% труб с применением стальных муфт имели более 30% поверхностного выкрашивания, и 0% труб с применением муфт из Cu15Ni8Sn имели более 30% поверхностного выкрашивания. Было вычислено, что благодаря этому показатель MTBF трубопровода может увеличиться по меньшей мере в три (3) раза.One well shut down 555 days after installing Cu15Ni8Sn sleeves due to a pump leak. The tubing used to form the casing was inspected. At the same time, 50% of pipes using steel sleeves had more than 30% wall losses, and 0% of pipes using Cu15Ni8Sn sleeves had more than 30% wall losses. In addition, 25% of pipes using steel sleeves had more than 30% surface chipping, and 0% of pipes using Cu15Ni8Sn sleeves had more than 30% surface chipping. It has been calculated that this can increase the MTBF of the pipeline by at least three (3) times.
Пример № 2Example #2
55 муфт из Cu15Ni8Sn было установлено на дне скважины глубиной 1400 футов. Была получена следующая информация.55 Cu15Ni8Sn sleeves were installed at the bottom of a 1400 ft deep well. The following information was received.
Результатом применения муфты из Cu15Ni8Sn стало увеличение на 6,4% добычи жидкости. Результаты для аналогичных испытаний показали 9%-ное увеличение добычи, при уменьшении максимальной нагрузки на 12% и 21%-ном увеличении хода поршня насоса.The use of a Cu15Ni8Sn sleeve resulted in a 6.4% increase in liquid production. Results for similar tests showed a 9% increase in production, with a 12% reduction in maximum load and a 21% increase in pump stroke.
Таким образом, ожидается, что благодаря применению сплавов медь-никель-олово (по сравнению с использованием стали) должно произойти увеличение хода поршня насоса примерно от 3 до примерно 40%, или примерно от 6% до примерно 40%, или примерно от 6% до примерно 30%, или примерно от 3% до примерно 10%, или примерно от 6% до примерно 10%.Thus, it is expected that due to the use of copper-nickel-tin alloys (compared to the use of steel), an increase in pump stroke from about 3 to about 40%, or from about 6% to about 40%, or from about 6% to about 30%, or from about 3% to about 10%, or from about 6% to about 10%.
Пример № 3Example #3
Муфта изготовлена из сплава Cu15Ni8Sn. Муфта показана на фиг. 7 и имеет поперечное сечение, представленное на фиг. 3В. Сужающаяся муфта имеет наружный диаметр два (2) дюйма с накатанной резьбой, равной трем четвертям дюйма. Муфта соединена с втулкой клапанной штанги и выполняет функцию центратора, что позволяет исключить износ втулки клапанной штанги рядом с трубопроводом.The coupling is made of Cu15Ni8Sn alloy. The clutch is shown in Fig. 7 and has the cross section shown in FIG. 3B. The tapered sleeve has a two (2) inch outside diameter with a three-quarter inch rolled thread. The coupling is connected to the valve stem bushing and acts as a centralizer to prevent wear of the valve stem bushing near the pipeline.
Следует понимать, что варианты описанных выше, а также других признаков и функций или их альтернатив, могут быть объединены во множество других различных систем и для других целей. Специалистами в данной области техники впоследствии могут быть предложены различные ранее неизвестные или непредусмотренные альтернативные варианты, модификации, изменения или усовершенствования, которые также будут подпадать под объем правовой охраны, заданный прилагаемой формулой.It should be understood that variations of those described above, as well as other features and functions, or alternatives thereof, may be combined into many different systems and for other purposes. Various previously unknown or unforeseen alternatives, modifications, changes or improvements may subsequently be proposed by those skilled in the art, which will also fall within the scope of legal protection given by the attached claims.
,
,
Claims (43)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201762473792P | 2017-03-20 | 2017-03-20 | |
US62/473,792 | 2017-03-20 | ||
PCT/US2018/023385 WO2018175456A1 (en) | 2017-03-20 | 2018-03-20 | Couplings for well pumping components |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2019129637A RU2019129637A (en) | 2021-04-21 |
RU2019129637A3 RU2019129637A3 (en) | 2021-05-31 |
RU2764972C2 true RU2764972C2 (en) | 2022-01-24 |
Family
ID=61911723
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019129637A RU2764972C2 (en) | 2017-03-20 | 2018-03-20 | Pump rod column, coupling for pump rod column and method for extracting fluid from well, and pump system |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP3601714A1 (en) |
JP (1) | JP7021248B2 (en) |
CN (1) | CN110914512B (en) |
AU (2) | AU2018240114B2 (en) |
CA (1) | CA3057457A1 (en) |
MX (1) | MX2019011226A (en) |
RU (1) | RU2764972C2 (en) |
WO (1) | WO2018175456A1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2077654C1 (en) * | 1994-02-14 | 1997-04-20 | Акционерное общество "Очерский машзавод" | Well pump sucker rod string |
RU2150040C1 (en) * | 1995-04-28 | 2000-05-27 | Валлурек Маннесманн Ойл Энд Гэз Франс. | Threaded connection for pipes and method of pipes threaded connection |
US20060273601A1 (en) * | 2000-09-25 | 2006-12-07 | Carstensen Kenneth J | Connectable rod system for driving downhole pumps for oil field installations |
US20080035329A1 (en) * | 2006-08-14 | 2008-02-14 | Carstensen Kenneth J | Interconnect rod for sucker rod string |
US20150354287A1 (en) * | 2014-06-05 | 2015-12-10 | Materion Corporation | Coupling for rods |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS6314987A (en) * | 1986-07-04 | 1988-01-22 | 日本鋼管株式会社 | Joint pin for soccer rod made of fiber-reinforced plastic |
US4963078A (en) * | 1988-05-26 | 1990-10-16 | Agee John O | Stress and torque reducing tool and method |
JP4072932B2 (en) | 1998-12-28 | 2008-04-09 | 応用地質株式会社 | Hole water piston injection / suction type permeability tester |
CN2740760Y (en) * | 2004-03-30 | 2005-11-16 | 山东九环石油机械有限公司 | Anti-tripping device of sucker rod for spiral pump |
JP2009079136A (en) | 2007-09-26 | 2009-04-16 | Oiles Ind Co Ltd | Copper-based, oil-impregnated and sintered sliding member |
CN201173094Y (en) * | 2008-02-05 | 2008-12-31 | 李洪福 | Super strength socket type torquemoment pumping rod |
CN201162497Y (en) * | 2008-03-19 | 2008-12-10 | 寿光市坤隆石油机械有限公司 | Anti-dropping centralizing abrasion-proof pumping rod for horizontal well |
CN201184136Y (en) * | 2008-04-20 | 2009-01-21 | 白霞 | Anti-drop strengthening pumping rod |
CN201363095Y (en) * | 2009-01-20 | 2009-12-16 | 杜洋 | Coupling preset type upset forging anti-dropping solid sucker rod |
CN201738833U (en) * | 2010-08-09 | 2011-02-09 | 成都乐天塑料有限公司 | Sucker rod coupling |
US8882157B2 (en) * | 2010-09-27 | 2014-11-11 | United States Steel Corporation | Connecting oil country tubular goods |
CN202381050U (en) * | 2011-12-16 | 2012-08-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Antirust downhole string of pumping well and rod string |
RU2678555C2 (en) * | 2013-04-23 | 2019-01-29 | Мэтерион Корпорейшн | Copper-nickel-tin alloy with high viscosity |
US10597949B2 (en) * | 2014-03-24 | 2020-03-24 | Materion Corporation | Drilling component |
US20160376851A1 (en) * | 2015-06-24 | 2016-12-29 | Wm. Bruce Morrow | Device For The Connection of Rods For A Downhole Pumping Apparatus |
-
2018
- 2018-03-20 CA CA3057457A patent/CA3057457A1/en active Pending
- 2018-03-20 AU AU2018240114A patent/AU2018240114B2/en active Active
- 2018-03-20 RU RU2019129637A patent/RU2764972C2/en active
- 2018-03-20 JP JP2019552058A patent/JP7021248B2/en active Active
- 2018-03-20 MX MX2019011226A patent/MX2019011226A/en unknown
- 2018-03-20 WO PCT/US2018/023385 patent/WO2018175456A1/en active Application Filing
- 2018-03-20 CN CN201880033472.3A patent/CN110914512B/en active Active
- 2018-03-20 EP EP18716452.0A patent/EP3601714A1/en active Pending
-
2022
- 2022-06-28 AU AU2022204570A patent/AU2022204570B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2077654C1 (en) * | 1994-02-14 | 1997-04-20 | Акционерное общество "Очерский машзавод" | Well pump sucker rod string |
RU2150040C1 (en) * | 1995-04-28 | 2000-05-27 | Валлурек Маннесманн Ойл Энд Гэз Франс. | Threaded connection for pipes and method of pipes threaded connection |
US20060273601A1 (en) * | 2000-09-25 | 2006-12-07 | Carstensen Kenneth J | Connectable rod system for driving downhole pumps for oil field installations |
US20080035329A1 (en) * | 2006-08-14 | 2008-02-14 | Carstensen Kenneth J | Interconnect rod for sucker rod string |
US20150354287A1 (en) * | 2014-06-05 | 2015-12-10 | Materion Corporation | Coupling for rods |
WO2015187217A1 (en) * | 2014-06-05 | 2015-12-10 | Materion Corporation | Coupling for rods |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
S. ILANGOVAN et al., "EFFECTS OF TIN ON HARDNESS, WEAR RATE AND COEFFICIENT OF FRICTION OF CAST CU-NI-SN ALLOYS", Journal of Engineering Science and Technology, 01.02.2013. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2018175456A1 (en) | 2018-09-27 |
RU2019129637A3 (en) | 2021-05-31 |
CN110914512A (en) | 2020-03-24 |
AU2022204570A1 (en) | 2022-07-21 |
JP2020516788A (en) | 2020-06-11 |
CN110914512B (en) | 2021-11-02 |
MX2019011226A (en) | 2020-01-21 |
AU2022204570B2 (en) | 2024-02-01 |
EP3601714A1 (en) | 2020-02-05 |
CA3057457A1 (en) | 2018-09-27 |
RU2019129637A (en) | 2021-04-21 |
JP7021248B2 (en) | 2022-02-16 |
AU2018240114B2 (en) | 2022-07-14 |
AU2018240114A1 (en) | 2019-10-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11459832B2 (en) | Couplings for well pumping components | |
US11725463B2 (en) | Coupling for rods | |
US11352838B2 (en) | Low friction and high wear resistant sucker rod string | |
US11174688B2 (en) | Sucker rod guides | |
RU2699482C2 (en) | Drilling component | |
RU2764972C2 (en) | Pump rod column, coupling for pump rod column and method for extracting fluid from well, and pump system | |
RU91118U1 (en) | HOLLOW PUMP BAR | |
RU2398091C2 (en) | Hollow bucket rod | |
RU2735053C2 (en) | Threaded connection of pipes (versions), connected pipe and adapter |